张广东，吴 铮，李钇池，陈一健，杨青松，2，潘 毅

(1.西南石油大学，四川 成都 610500；2.中海石油湛江分公司，广东 湛江 524057)

0 引 言

高温高压气藏气水相渗曲线是气田开发的必要参数，由于实验温度、压力与实际气藏条件更接近，测得的气水相渗曲线更能代表地下真实的气水两相渗流情况，高温高压气水相渗曲线越来越受到气田开发的重视。由于稳态法测试气水相渗时间过长，因此，高温高压气水相渗曲线多采用非稳态测试方法。国外对高温高压气水相渗实验研究较早，1965年Edmondsons[1]使用贝雷亚砂岩开展了不同温度下的油水相对渗透率实验。此后，Miller和Ramey[2]探讨了温度对松散砂和固结砂油水相对渗透率的影响，Gawish[3]等进行了高温高压气水相渗实验研究。中国学者也对气水相渗做了大量研究：2007年易敏[4]等将回压阀引入到非稳态水驱气相对渗透率测试中，进行了高温高压条件下的气驱水实验；钟晓和杜建芬[5]通过调研发现国内外非稳态气水相渗的实验装置含2个BPR回压控制器，温度可达93.3 ℃，压力可达34.54 MPa；方建龙[6]、汪周华[7]等分别进行了非稳态高温高压气水相渗实验研究，最高实验温度达到160.0 ℃、最高实验压力达到116.0 MPa，实验装置采用回压阀控制回压，但回压阀容易产生回压波动，导致气水分离装置被压力弹开，同时，实验过程中气水两相在岩石中反应剧烈，若岩心中出现颗粒运移，颗粒进入回压阀也容易造成回压阀失控或压力控制薄片损坏，造成实验失败。为克服上述缺点，提出了一种基于电容法测定高温高压非稳态气水相渗装置及方法，该装置及方法可以满足实验温度200.0 ℃，流体压力80.00 MPa条件下的气水相渗测试。

1 高温高压非稳态气水相渗装置的研制

高温高压非稳态气水相渗测试的主要难点在于回压阀压力控制的稳定性及气水量检测的准确性。为克服回压阀压力波动易造成实验失败的缺点，设计了一种基于电容法的液位计量计，通过测定液位计读数，并根据其与电容转换关系来标定实验的产水量[8]，进而准确计量高温高压条件下的产水量。同时，利用电动涡轮计量泵进行流体压力控制和高压下气量检测，具有回压控制更稳定、不受岩心颗粒运移影响的显著优势。

实验装置主要包括高温高压岩心夹持器、电容式液位计量计、电动涡轮计量泵、围压泵、高温高压反应釜、低摩阻中间容器、阀门和管线等。实验流程如图1所示。

图1 非稳态法相渗测试实验流程图Fig.1 The experimental flow chart of relative permeability test with unsteady state method

(1) 高温高压岩心夹持器：最高温度为200.0 ℃，最高压力为200.00 MPa。

(2) 电容式液位计量计(图2)：最高温度为200.0 ℃，最高压力为80.00 MPa；液位计读数精度为0.1 mL。每次实验需根据实验条件重新标定。为验证电容式液位计量计的适用性，采用质量浓度分别为0、20 000、100 000、200 000 mg/L的氯化钙溶液进行标定，根据实验结果(图3、4)可知，水量与电容、液位计读数均呈良好的线性关系，测试误差小于1%，表明电容式液位计量装置可满足实验要求。

图2 电容式液位计量计Fig.2 Capacitive liquid meter

图3 智能仪表电容与水量变化关系Fig.3 The relationship between intelligent instrumentcapacitance and water volume change

(3) 在高温高压实验时，电容受地层水矿化度、气体在水中溶解度等参数影响，因此，在不同温度及压力条件下，不同矿化度的地层水与气体混合溶液所使用的校正公式不同，需要进行重新标定。

(4) 此次实验使用电动涡轮计量泵：最高压力为130.00 MPa，体积为500 mL，压力精度为0.01 MPa。

2 高温高压非稳态气水相渗测量步骤

(1) 将岩心切割磨平，测定岩心直径、长度、基础孔渗参数，配制模拟地层水和实验气体。

(2) 采用高温高压反应釜在实验条件下配制饱和实验气体的地层水，采用该水样对电容式液位计量计进行标定，获取该条件下电容与水量的转换关系式，将电容式液位计量计液面调整到原始零点位置。

图4 液位计读数与水量变化关系Fig.4 The relationship between liquid gaugereading and water volume change

(3) 在实验条件下，将配制好的饱和水蒸汽的实验气体和饱和实验气体的地层水转入中间容器备用。

(4) 按实验流程连接实验设备，抽真空，利用计量泵驱替水样至岩心中建立含水条件，采用逐级饱和法加压使装置内达到实验预设压力，此过程中始终保持围压、出口压力高于流体压力2.00 MPa以上，利用加热装置使岩心升温至模拟地层温度，待整个系统温度压力达到稳定。

(5) 采用饱和水蒸汽的实验气体进行恒压驱替，记录驱替过程中2台泵的体积和压力值，以及电容式液体计读数。

(6) 待采集系统中电容读数稳定后结束实验。

在实验数据处理过程中，使用电容法测得的液体体积作为出口端产液量，参照行业标准“岩石中两相流体相对渗透率测定方法”(GB/T28912—2012)[12]数据处理方法进行处理。

3 实验结果及分析

采用以上实验方法测定了某区高温高压气藏的气水相渗曲线[9]，分析实验流体压力、实验温度对气水相渗曲线的影响。

3.1 流体压力对气水相渗的影响

为分析实验流体压力对相渗曲线影响，利用模拟气(70%甲烷+30%氮气)和模拟地层水(矿化度为12 000 mg/L)为介质，采用恒压法测定实验流体压力分别为70.00、50.00、30.00和10.00 MPa条件下的气水相渗曲线[10]。实验岩心的物性参数如表1所示，结果如图5所示。

表1 岩心物性参数Table 1 Core physical parameters

图5 不同实验压力下岩心的气水相渗曲线Fig.5 The gas-water permeability curves of cores under different experimental pressures

实验结果表明，地层压力下降对气水相渗曲线具有较大影响。在围压一定的条件下，随着实验流体压力的下降，岩心所受有效应力增加，气相相对渗透率与水相相对渗透率减小，束缚水饱和度变大，气水两相共渗区变窄，等渗点向含水饱和度增大方向平移。岩心渗透率越高，两相共渗区越宽，气相相对渗透率越高，气体流动能力更强。因此，气田开发不同阶段渗流规律不同，应该采用不同气水相渗进行描述。

3.2 实验温度对气水相渗的影响

为分析实验温度对相渗曲线的影响，利用模拟气(70%甲烷+30%氮气)和模拟地层水(矿化度为12 000 mg/L)为介质，测定实验流体压力为70.00 MPa，实验温度为180.0、160.0、130.0、100.0 ℃条件下的气水相渗曲线[11]。实验岩心的基础参数如表2所示，结果如图6所示。

图6 实验温度对岩心气水相渗曲线影响Fig.6 The influence of experimental temperature on core gas-water relative permeability curve

表2 岩心物性参数Table 2 The list of core physical parameters

实验结果表明，相同条件下，随着实验温度的上升，气相相对渗透率与水相相对渗透率增大，气水两相共渗区变大，束缚水饱和度降低，气相相对渗透率曲线与水相相对渗透率曲线均向左上方移动。这是由于高温高压条件下气水互溶导致黏度比降低，降低了气水流动阻力，储层中气水渗流受孔隙结构、黏度比、界面张力等因素影响，温度升高可降低黏度比以及界面张力，从而使气水更易从储层中产出。

4 结 论

(1) 自主研制了高温高压电容式液位计量计，分别将最高实验温度和实验压力提高到200.0 ℃和80.00 MPa，可实现高温高压产水量的直接计量，计量精度为0.01 mL，稳定性好，可为高温高压气藏开发提供基础实验参数。

(2) 将高温高压电容液位计量计引入到非稳态气水相渗测试装置中，构建了高温高压气水相渗测试新流程，探索了一种直接在高温高压条件下监测产水量的新思路。该流程可实现产水量的精确计量和压力的稳定控制，解决了回压阀高温高压条件下压力波动引起实验误差的问题。

(3) 相同条件下，实验温度升高，束缚水饱和度减小，气水共渗区域变宽；实验流体压力降低，束缚水饱和度变大，气相相对渗透率变小；地层压力下降对气水相渗曲线具有较大影响。